Autor: Más Energía

  • El petróleo en EEUU, en la era Trump, descarta el «perforar a toda costa»

    El petróleo en EEUU, en la era Trump, descarta el «perforar a toda costa»

    Los productores de petróleo y gas de Estados Unidos no planean un aumento drástico en la producción, incluso con Donald Trump como presidente electo. Las empresas del sector mantienen su enfoque en la disciplina financiera, según afirmó Liam Mallon, responsable del área upstream de ExxonMobil, durante la conferencia Energy Intelligence Forum en Londres.

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    “No veremos a nadie en modo ‘perforar, perforar, perforar’”, aseguró Mallon. Según el ejecutivo, un cambio radical en los niveles de producción es poco probable porque “la gran mayoría está centrada en la economía de sus operaciones. Mantener la disciplina, mejorar la calidad y aprovechar los datos limitará de manera natural el crecimiento”.

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    Mallon también señaló que una flexibilización en los permisos de tierras podría dar un impulso a corto plazo a la producción, pero no cambiaría la estrategia general.

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    FILE PHOTO: The sun sets behind a crude oil pump jack on a drill pad in the Permian Basin in Loving County, Texas, U.S. November 24, 2019. REUTERS/Angus Mordant/File Photo

    La política de Trump

    Durante su campaña, Trump prometió potenciar la producción doméstica de petróleo y gas. Según información de la agencia Reuters, el equipo de transición del flamante presidente está preparando un paquete energético integral que se implementará en los primeros días de su mandato.

    Estados Unidos ya lidera la producción mundial de petróleo, impulsada por el auge del shale, con más de 13 millones de barriles diarios a principios de este año. Sin embargo, las empresas del sector mantienen un enfoque cauteloso, priorizando la rentabilidad sobre un crecimiento desmedido.

  • ¿YPF se sube al proyecto de GNL de PAE?

    ¿YPF se sube al proyecto de GNL de PAE?

    Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, celebró la reciente decisión de Pan American Energy (PAE) de ingresar, a través del Régimen de Inversiones para Grandes Proyectos de Infraestructura (RIGI), su proyecto para la instalación del buque de licuefacción Hilli Episeyo en el Golfo de San Matías, Río Negro. El directivo anunció que se sumarán a la iniciativa, que prevé una inversión de 2.900 millones de dólares, y será clave para posicionar a Argentina como un proveedor estratégico de Gas Natural Licuado (GNL) en los mercados internacionales a partir de 2027.

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    En un posteo en su cuenta de Linkedin Marín destacó la importancia de este paso para el sector energético argentino: “Felicitamos a Pan American Energy por este importante avance y por su confianza en el potencial de nuestro país. Este proyecto no solo fortalecerá la capacidad de Argentina para exportar GNL, sino que también impulsará el desarrollo de toda la cadena de valor energética, colocando a la Argentina en una posición de liderazgo dentro del mercado global de gas natural.”

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    Además, el CEO de la petrolera nacional indicó que “desde YPF, estamos comprometidos con el desarrollo de proyectos que transformen la matriz energética de nuestro país. La instalación del Hilli Episeyo y la inversión de PAE complementan nuestra propia iniciativa, el proyecto Argentina LNG, con el que proyectamos exportar 15.000 millones de dólares en GNL para el año 2030″.

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    YPF se sumará al proyecto de PAE y Golar para instala el buque de GNL Hilli Episeyo en el Golfo San Matías.

    Marín destacó la colaboración entre las distintas empresas del sector como clave para el crecimiento del sector energético nacional. «Estamos emocionados de colaborar con PAE y Golar LNG, con quienes compartimos la visión de transformar el gas de Vaca Muerta en GNL, maximizando la eficiencia y rentabilidad de toda la industria. La integración de esfuerzos es fundamental para alcanzar los objetivos de exportación y consolidar a Argentina como un actor clave en el mercado global de GNL», señaló.

    La inversión de PAE y Golar

    La compañía Southern Energy,propiedad de Pan American Energy (PAE) y Golar LNG, presentó el viernes pasado solicitud de adhesión al RIGI. El proyecto prevé una inversión estimada superior a los USD 1.650 millones durante la primera fase(2025-2031) mientras que en la segunda etapa (2032-2035) asciende a casi los USD 1.250 millones. De esta forma, se proyecta una inversión en las dos etapas de alrededor de USD 2.900 millones. A lo largo de los 20 años de vida útil, la inversión total prevista es de casi USD 7.000 millones.

    El Estudio de Impacto Ambiental que debe cumplir la instalación del buque licuefactor será debatido en audiencia pública, el próximo 4 de diciembre, a las 9, en el Gimnasio Municipal de San Antonio Este.

    El proyecto de YPF

    El proyecto de licuefacción que impulsa YPF ya lleva varios años de trabajo y es mucho más ambicioso. Tiene como objetivo instalar dos barcos licuefactores nuevos en el Golfo San Matías, en una primera etapa, y la construcción de una planta onshore en una segunda fase. Se trata de una inversión global del orden de los 30 mil millones de dólares.

    El Argentina LNG los incluye a todos. No es un proyecto donde solo está YPF ”, es el mantra que repite Horacio Marín para dar dimensión al proyecto que busca monetizar a gran escala el gas de Vaca Muerta.

    YPF es el que más reservas tiene, pero también van a entrar algunas supermajors. Están todos los que tienen reservas y los incluimos. Esto no es YPF, si no les hubiésemos puesto YPF LNG. Estoy seguro que vamos a trabajar a destajo y estamos ya teniendo dos planes muy importantes para hacerlo continuo, porque vamos a adelantar algunas cosas”, afirmó días atrás.

    El máximo directivo de YPF afirmó que tiene firmados 19 acuerdos de confidencialidad para conseguir compradores de GNL en Europa y Asia.

  • Cuáles son los bloques que concentran las inversiones en Vaca Muerta

    Cuáles son los bloques que concentran las inversiones en Vaca Muerta

    Vaca Muerta es un tren que comenzó a su marcha a todo vapor. La formación es la llave para que las reservas del Banco Central tengan un respiro y no depender exclusivamente del campo. La roca madre de la Cuenca Neuquina fue descubierta en 1927, pero recién en 2011 fue confirmado su gran potencial.

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    Las compañías se encargaron de acelerar en sus proyectos haciendo de la eficiencia una marca registrada. Los primeros acuerdos para comenzar la exploración y explotación de la roca madre los firmó YPF con Chevron en Loma Campana, con Dow en El Orejano, con Pampa Energía en Rincón del Mangrullo y Mulichino, con Shell en Bajada de Añelo (todos en 2013) y con Petronas en La Amarga Chica (2014).

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    Vaca Muerta ocupa una superficie de 30.000 km2, algo menor al territorio que ocupan Suiza o los Países Bajos. La particularidad es que hay un total de 47 concesiones con un monto comprometido de inversión de unos 200 mil millones de dólares y cubriendo algo menos de 10.000 km2 y quedando pendiente de cubrir otros 20.000 km2.

    Hay que destacar que, si bien la superficie concesionada alcanza menos de la mitad de la superficie de Vaca Muerta, aún son muy pocos, los proyectos que se encuentran en desarrollo masivo y que han alcanzado su pico de producción.

    Si bien las empresas han estado realizando muy fuertes inversiones en exploración y explotación, la sanción de la ley de bases que incluye el Régimen de incentivo a las Grandes inversiones (RIGI) será un pilar fundamental para la expansión de obras de infraestructura muy necesarias como oleoductos, gasoductos y plantas de gas natural licuado.

    El centro de las inversiones

    Vaca Muerta se ha consolidado como uno de los mayores desarrollos de hidrocarburos no convencionales del mundo. Su potencial sigue atrayendo inversiones multimillonarias que prometen transformar la matriz energética del país.

    El desarrollo de los bloques ha sido liderado por actores nacionales e internacionales. Según el informe de PWC, hay cinco áreas que concentran la inyección de capital para recoger las bondades del shale.

    El número uno es ocupado Loma Campana. El bloque operado por YPF marcó el inicio de la aventura del shale oil y es la joya de la corona con una inversión de 16,506 millones de dólares.

    La empresa de bandera también posee el segundo bloque que más capital ha recibido desde que comenzó la producción no convencional. Bandurria Sur ha capitalizado 14,900 millones de dólares.

    El podio fue completado por Bajo del Choique – La Invernada. El área, que fue explotado por ExxonMobil y pasó a manos de Pluspetrol, recibió 13,900 millones de dólares.

    Pan American Energy también posee uno de los proyectos más prometedores de Vaca Muerta. Lindero Atravesado contabilizó 11,200 millones de dólares convirtiéndose en un activo clave para el engranaje del shale.

    YPF cierra la lista con La Amarga Chica. El bloque que lidera los pozos conectados en 2024 recibió inversiones por el orden de 9,022 millones de dólares.

    Los cinco bloques reúnen 65.528 millones de dólares, lo que explica más del 33% de las inversiones prometidas en Vaca Muerta.

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    Infraestructura: la clave del desarrollo

    Uno de los mayores desafíos para Vaca Muerta es la infraestructura necesaria para maximizar su potencial productivo. Para ello está en marcha el oleoducto Vaca Muerta Sur, la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (exPresidente Néstor Kirchner) y los proyectos de gas natural licuado (GNL).

    El desarrollo masivo de Vaca Muerta promete no solo la generación de divisas, sino también la creación de más de 500,000 empleos directos e indirectos. En octubre, Neuquén batió un nuevo récord histórico en la producción de petróleo, con 447.460 barriles por día, lo que representa un incremento del 0,13% en comparación con septiembre y un notable aumento del 26,35% respecto al mismo mes de 2023.

    Además, con los incentivos de la Ley de Bases y Punto de Partida para la Libertad de los Argentinos, como el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), se prevé que el sector continúe atrayendo capital extranjero y nacional.

    Un futuro brillante

    A pesar de los desafíos logísticos y regulatorios, Vaca Muerta sigue demostrando su potencial como motor económico de Argentina. Con proyecciones de alcanzar 1 millón de barriles de petróleo y 200 millones de metros cúbicos de gas diarios hacia el final de la década, esta formación tiene el poder de transformar el país en un líder global en energía.

    El camino está trazado: Vaca Muerta no solo promete energía, sino también desarrollo, empleo y una economía más sólida para los argentinos.

  • PASE AOG impulsa el desarrollo del recurso humano con tecnología y certificaciones

    PASE AOG impulsa el desarrollo del recurso humano con tecnología y certificaciones

    En un mercado laboral cada vez más exigente, PASE AOG se posiciona como un referente en la capacitación y el desarrollo de trabajadores para la industria. Con más de 65 mil usuarios activos, su fundadora, Selva Jaquet, destacó la importancia de invertir en el capital humano para responder a las demandas tecnológicas y de seguridad de sectores estratégicos.

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    En diálogo con +e en el stand de la AOG Patagonia, Jaquet manifestó que la formación del recurso humano es fundamental para avanzar en procesos empresariales y superar los desafíos actuales. Esta empresa se especializa en ofrecer soluciones tecnológicas para capacitar a trabajadores, con énfasis en la industria hidrocarburífera de la Cuenca Neuquina.

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    Entrevista Selva Jaquet – Socia Gerente de PASE AOG.mp4

    “Muchas empresas aseguran que no encuentran recurso humano capacitado. Por eso, nuestro foco es desarrollar el talento existente y seguir formando a las nuevas generaciones”, aseguró la fundadora de PASE AOG.

    Un rol activo del recurso humano

    Actualmente, 65 mil usuarios utilizan la plataforma principal de PASE AOG, incluyendo operarios locales y personal de otras regiones que busca certificarse para ingresar a yacimientos. La capacitación es clave para cumplir con los estándares exigidos por la Comisión Tripartita de Seguridad, creada para reducir los accidentes graves en la industria.

    La compañía ofrece cinco cursos obligatorios: reglas que salvan vidas que abarca desde conducción segura hasta trabajos en altura; línea de fuego y espacios confinados que capacitación técnica y práctica para minimizar riesgos; planes de invierno y verano que cuidado del personal en condiciones climáticas extremas; y cuidado de manos que una de las principales áreas de lesiones graves en la industria.

    Si fuese por nosotros, ofreceríamos más cursos, pero trabajamos en coordinación con la Comisión de Seguridad. Nuestro objetivo es mejorar los indicadores de prevención y proteger a los trabajadores”, explicó Jaquet.

    Innovación y futuro

    PASE AOG no solo responde a las demandas actuales, sino que busca anticiparse a las necesidades futuras de las empresas. “Invertir en tecnología educativa es crucial para asegurar que el recurso humano esté a la altura de las nuevas exigencias”, aseveró la fundadora.

    Con un enfoque en la seguridad, la tecnología y la formación continua, la empresa se consolida como un aliado estratégico para las empresas y los trabajadores de la Cuenca Neuquina, reafirmando que el desarrollo del capital humano es clave para el progreso industrial y social.

  • Gigante de servicios petroleros regresa al upstream de Vaca Muerta

    Gigante de servicios petroleros regresa al upstream de Vaca Muerta

    La compañía gigante internacional de servicios petroleros Schlumberger (SLB) sregresa al negocio del upstream en Vaca Muerta tras sellar un acuerdo con las empresas Capex y Trafigura para la perforación 4 pozos en el yacimiento Agua del Cajón, a pocos kilómetros de Neuquén capital, y distribuir tanto los riesgos como las ganancias de manera equitativa.

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    El acuerdo entre estas tres compañías no solo marca la incorporación de Schlumberger al proyecto ya establecido entre Capex y Trafigura, sino que también amplía el alcance de la inversión. A través de esta alianza, Schlumberger, una de las principales proveedoras de servicios y tecnologías para la industria energética a nivel global, se compromete a participar en la perforación de al menos cuatro pozos iniciales, con la posibilidad de extender su participación a ocho pozos adicionales durante un período de 30 meses.

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    SLB ya tuvo experiencia en activos de Vaca Muerta, asociada con YPF en el yacimiento de shale oil Bandurria Sur, pero vendió su participación en 2020 a Shell y Equinor, en lo que fue una de las operaciones mejor valuadas de la cuenca.

    Detalles clave del acuerdo

    Schlumberger participará en la perforación de los pozos y asumirá el 19% de los gastos de capital asociados a esta actividad. A cambio, tendrá derecho a una participación del 19% en la producción de estos pozos durante los próximos 12 años.

    Además de los cuatro pozos iniciales, Schlumberger tiene la opción de participar en hasta ocho pozos adicionales durante los próximos dos años y medio, en un acuerdo que le permite decidir si continuar su involucramiento en el proyecto, dependiendo de los resultados obtenidos y de su estrategia de inversión.

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    El acuerdo también establece un reparto de participación en la gestión y administración de los activos del proyecto. Capex, con un 51% de participación, lidera el desarrollo, seguido por Trafigura con un 30%, y Schlumberger con un 19%. Esto se formaliza a través de un «Asset Management Agreement», que define la manera en que se administrarán los activos y se tomará las decisiones operativas.

    El compromiso de inversión y colaboración

    Schlumberger, conocida por su liderazgo en tecnología y soluciones técnicas para la industria del petróleo y gas, desempeñará un papel crucial en la perforación y operación de los pozos. Además de su inversión, la empresa asumirá costos adicionales asociados con el acceso a los pozos, royalties por la producción y costos operativos.

    El modelo de negocio propuesto por las tres empresas se basa en una colaboración estrecha y compartida de riesgos y recompensas, lo que permite una mayor eficiencia operativa y un manejo más efectivo de los recursos de la región.

    Si bien el desarrollo de Vaca Muerta ha avanzado de manera significativa en los últimos años, el respaldo de grandes jugadores internacionales como Schlumberger puede acelerar la transición hacia una producción más eficiente y rentable, en especial en lo que respecta a la tecnología de perforación horizontal y fracturación hidráulica, áreas donde la compañía tiene una vasta experiencia.

    A medida que avanza el desarrollo de estos pozos y la producción de Vaca Muerta continúa en expansión, las tres empresas esperan que el acuerdo genere un impacto positivo en la economía argentina, con la creación de empleo, el aumento de la inversión extranjera y un fortalecimiento de la infraestructura energética del país.

  • Cuáles son las acciones energéticas que tienen más potencial para el 2025?

    Cuáles son las acciones energéticas que tienen más potencial para el 2025?

    La energía es la gran estrella de la economía argentina y muchos inversores buscan sacar provecho comprando acciones de las empresas del sector en el mercado financiero. Por eso es que +e consultó a un grupo de analistas expertos en la bolsa para saber cuáles son las firmas con mayor potencial de crecimiento de cara al año que viene.

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    Para Francisco Uriburu, las compañías que operan en Vaca Muerta son las más apetecibles para invertir, donde aparecen las opciones de YPF, Vista y Pampa. “Es el único sector ampliamente desarrollado y financiado hoy en el país. Todas las compañías que están en Vaca Muerta van a andar bien y si se confirma la planta de GNL sería un impulso adicional muy importante”.

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    El debate empieza cuando hay que destacar a una empresa por encima de la otra. El consultor Rubén Ullúa opina que YPF es la acción “que tiene mayor recorrido por delante”. “Puede tener una corrección a corto plazo como todo el mercado argentino por la fuerte suba de los últimos meses, pero la proyección es muy ambiciosa al mediano plazo. Si tuviera que quedarme con una sola acción, elijo YPF”.

    Del mismo modo, Miguel Sinigaglia, presidente de Conetxia Family Office, destaca las valuaciones de los EBITDA como una señal clara del potencial crecimiento de la petrolera de mayoría estatal. “YPF continúa siendo una de las empresas más atractivas del sector, operando a 2.5x EV/EBITDA, significativamente inferior al de competidores como Vista (3.5x) y Petrobras (3.0x). Esta valuación sugiere un margen considerable para la valorización, especialmente considerando las proyecciones de un EBITDA de entre USD 5.0 y 5.1 mil millones en 2024, con potencial de crecer a USD 6.5 mil millones en 2025. Este crecimiento está impulsado por un aumento en la producción y mejoras operativas, aunque su desempeño sigue sujeto a la volatilidad del precio del petróleo”, subrayó.

    ¿Vista o YPF?

    No obstante, recalcó la fortaleza de Vista como una alternativa probablemente de menos riesgo y más consolidada. “Vista proyecta un incremento sostenido en su producción, alcanzando 96.4 mil barriles equivalentes diarios (kboe/d) en 2025, impulsado por la perforación de pozos más largos y mejoras en la recuperación total estimada por pozo. Este crecimiento permitirá a Vista alcanzar un EBITDA ajustado de USD 1.5 Bn en 2025, con un margen cercano al 70%. Actualmente, la compañía opera con un múltiplo EV/EBITDA proyectado de 3.5x para 2025, lo que refleja su capacidad de generar flujos de caja positivos incluso bajo condiciones macroeconómicas adversas. Su precio objetivo para 2025 es de USD 74 por ADR, lo que indica un potencial significativo de revalorización en comparación con su precio actual”, puntualizó.

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    YPF busca cadruplicar el valor de su acción.

    En cambio, desde Adcap tienen una opinión diferente y colocan a la petrolera fundada por Miguel Galuccio por encima de YPF a la hora de priorizar una inversión. “La que más valor potencial nos estaría dando hoy es Vista Energy, luego YPF y luego el resto. Nuestro target Price para Vista está en 84 dólares por acción para fin de 2025 y hoy cotiza cerca de 50 dólares. Así que hay mucho valor potencial, en comparación con otras compañías”, dice Matías Cattaruzzi, senior Equity Research Analyst de Adcap.

    En el caso de YPF, Adcap marca un precio objetivo de 41 dólares por acción para el 2025 y, por el lado de Pampa, esperan que triplique su “EBITDA upstream para 2027 con el desarrollo de Rincón de Aranda ($700M EBITDA adicional), consolidándose como exportador de shale oil. La desregulación del mercado eléctrico podría también potenciar su segmento de generación”.

    De hecho, estos valores consideran un riesgo país de 1.000 puntos básicos, con lo cual, si se confirma la estabilización en los 750 puntos que promedia por estos días, implicaría un alza adicional en torno al 25% y 30% en las cotizaciones de las acciones.

    Empresas de servicios regulados

    En el segmento de regulados, Sinigaglia destaca la recomposición tarifaria y las medidas económicas que se tomaron para “atraer inversiones a un sector históricamente afectado por distorsiones regulatorias y falta de previsibilidad”.

    “Desde el punto de vista regulatorio, el gobierno está enfocado en reestablecer un marco claro y competitivo que permita una mayor participación del mercado y una transición hacia un modelo energético más sostenible. La reducción de subsidios, la implementación de tarifas ajustadas a costos reales y el fortalecimiento de los órganos reguladores son pilares fundamentales de esta estrategia”, agrega.

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    TGS emite su reporte de sustentabilidad desde 2003.

    Adcap, por su parte, hace hincapié en los casos de TGN, TGS y Metrogas. Respecto a la primera, proyectan mayores ingresos por la reversión del gasoducto norte, pero hoy la ven “más ligada a distribución de dividendos que crecimiento”.

    “TGS mantiene un sólido flujo de caja tras el ajuste tarifario y proyecta un incremento significativo con proyectos clave (líquidos y extensión del GPNK), que podrían duplicar su EBITDA hacia 2028-2029. El target Price actual es de 26 dólares con potencial a 31 dólares por ADR si se concretan estas inversiones. Tenemos recomendación de HOLD y un precio objetivo que ya rompió así que el mercado podría estar priceando estos nuevos proyectos”, afirma Cattaruzzi.

    “Metrogas fue recientemente incluida en el panel líder del Merval y se destaca como subvaluada en un 11% por P/BV frente a sus pares. YPF podría vender su participación del 70%, lo que generó interés adicional. Es una empresa que demostró un crecimiento de EBITDA importante en el 3T24”, finalizó.

  • Los bloques de shale gas que esperan la demanda de Brasil

    Los bloques de shale gas que esperan la demanda de Brasil

    La cumbre del G20 dejó un sinfín de presagios sobre el futuro, pero hubo uno que resaltó sobre el resto: el acuerdo para que Argentina abastezca la demanda energética de Brasil. El Memorándum de Entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) establece que el shale gas será el encargado de alimentar al gigante latinoamericano.

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    El documento abrió el debate sobre qué hacer con el excedente de producción: algunos sostienen que lo mejor es depositar todos los esfuerzos en reconquistar el mercado chileno o apuntar todos los cañones a tierras brasileñas.

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    La demanda energética del país conducido por Lula Da Silva también genera ciertos interrogantes. El más importantes está puesto en la viabilidad de utilizar el Gasbol que une Bolivia y Brasil. El ducto requerirá inversión en infraestructura, pero también está sujeto a las condiciones que pondrá el país andino.

    Otra vía es la conexión directa a Río Grande do Sul utilizando Uruguayana como punto clave. Uruguay también y Paraguay también se anotan entre las alternativas. Mientras que el gas natural licuado (GNL) es otro camino complementario.

    Más allá de la ruta elegida, los actores coinciden que “la producción no es el problema. El problema está puesto en la demanda” ¿A qué se debe esta afirmación? La curva de aprendizaje permitió desriskear Vaca Muerta y la eficiencia se convirtió en una marca registrada del shale argentino. La cuestión pasa por encontrar un mercado acorde al potencial de la formación no convencional.

    Una muestra de ello es que el MOU incluye metas claras de importación en tres horizontes de tiempo: para el 2025, Argentina exportará 2 millones de metros cúbicos (m3) /día; en los próximos tres años serán 10 millones de m³/día; y de cara al 2030 se exportarán 30 millones de m3/día.

    En la infografía que divulgó el Ministerio de Minas y Energía de Brasil, el gas provendrá de Vaca Muerta, con un costo en origen de solo 2 dólares por millón de BTU. Una vez en Brasil, el costo estimado será de 7 dólares a 8 dólares por millón de BTU, un precio competitivo frente a otras fuentes de energía.

    Infografía Memorándum de Entendimiento Argentina Brasil Vaca Muerta gas.jpeg

    Una oferta de calidad

    Según el documento difundido por la cartera brasileña, TotalEnergies, Pluspetrol y Pan American Energy serían algunas de las empresas involucradas en el desarrollo de esta operación. Pero ¿quiénes poseen los bloques más productivos de Vaca Muerta?

    Para poner en relevancia el papel del no convencional, el informe de la consultora Economía & Energía estableció que, en septiembre, el shale gas representó el 53% de la producción nacional (147 MMm3/día) al alcanzar los 78 millones de metros cúbicos (MMm3) /día. Esto significa un crecimiento interanual del 17,5%.

    De esos 78 MMm3/día se desprende que 5 áreas concentran el 68% de la producción shale del país: Aguada Pichana Oeste, Fortín de Piedra, Sierra Chata, Aguada Pichana Este y La Calera.

    El podio del shale gas

    El primer lugar es cantado. Fortín de Piedra no solo es la nave insignia de Tecpetrol en Vaca Muerta, sino que es la abanderada del shale gas en Argentina. El bloque alcanzó los 19 de MMm3/día en septiembre y su pico de producción, según el informe de la consultora que dirige Nicolás Arceo, se dio en julio y agosto cuando alcanzó los 21 MMm3/día.

    La compañía comenzó a invertir en 2017 metiéndose de lleno en el no convencional pasando de 10 millones de metros cúbicos a 15 millones en dos años. “Nos metimos de cabeza porque dijimos que esta es la oportunidad, invertimos y seguimos creciendo porque llegamos a producir después 20 millones de metros y la última inversión que hicimos nos permitió pasar a 24,4 millones de metros cúbicos durante el invierno”, destacó Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol.

    En el marco del 20° aniversario de Megsa, el directivo ponderó que Fortín de Piedra dio la señal que se podía producir un gas muy competitivo. “Aumentamos la productividad en tiempo de perforación, pasamos de 40 días a 20 días”, describió.

    Otro tanque del shale gas es Aguada Pichana Este. El bloque de TotalEnergies llegó a una producción de 11 MMm3/día en septiembre que se mantiene desde julio. La compañía francesa mantiene una inversión estimada de 300 millones de dólares. Según Catherine Remy, directora general de Total Energies, “es como un Fénix cada dos o tres años”.

    El área posee una planta de tratamiento con una capacidad técnica de 14 MMm3/día, pero debido a la productividad del bloque toca picos de 14,5 MMm3/día. Es por eso que la compañía está pensando en un proyecto para incrementar la producción de esta planta y seguir posicionándose como la tercera operadora con mayor producción de gas en Vaca Muerta.

    El podio fue completado por Aguada Pichana Oeste. El área operada por Pan American Energy (PAE) logró una producción de 10 MMm3/día (también se incluye la producción de Aguada de Castro) en septiembre y su pico se ubicó en 11 MMm3/día registrados en julio. La compañía espera que el bloque llegue a los 16 millones de metros cúbicos día.

    Además, PAE proyecta que, en 2027 cuando llegue el buque de GNL de Golar Energy, se aumente la capacidad de gas a 20 millones de m3 en Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro.

    El empuje nacional

    Pluspetrol también se anota con otra joya del shale gas: La Calera. El bloque registró 9 MMm3/día en septiembre. Esa cifra se repitió en agosto siendo su pico de producción. La empresa de capitales nacionales anunció que un ambicioso plan de expansión para cuadruplicar la producción de gas y petróleo en los próximos años.

    Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol, detalló que el plan incluye una serie de inversiones estratégicas en infraestructura y tecnología con la construcción y expansión de una planta de procesamiento de gas.

    La primera expansión de esta planta se realizaría en el primer o segundo trimestre de 2025 y la segunda expansión se llevaría a cabo en 2026, lo que permitiría aumentar la producción a 17 millones de metros cúbicos de gas por día.

    El último bloque es Sierra Chata. El área operada por Pampa Energía contabilizó 4 MMm3/día en septiembre y tiene un pico de 6 MMm3/día en julio. Esto implicó un crecimiento interanual del 18% alcanzando un récord histórico de 5 millones de metros cúbicos por día en julio, sin conectar ni perforar pozos este trimestre.

  • Petroquímica: un potencial de USD 14 mil millones para agregar valor al gas

    Petroquímica: un potencial de USD 14 mil millones para agregar valor al gas

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    Política

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  • Petrobras invertirá 111.000 millones de dólares en el próximo quinquenio

    Petrobras invertirá 111.000 millones de dólares en el próximo quinquenio

    Con un fuerte énfasis en la descarbonización, Petrobras destinará 77.000 millones de dólares a exploración y explotación de petróleo, 20.000 millones de dólares a refinación y transporte, y 11.000 millones de dólares a energías de bajo carbono, consolidando su rol clave en el abastecimiento energético de Brasil.

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    La petrolera brasileña anunció un plan de inversiones por 111.000 millones de dólares para el período 2025-2029, un 9 % más que lo previsto en el quinquenio anterior. El objetivo es sostener su posición como proveedor del 31 % de la energía primaria consumida en Brasil, un país cuya demanda energética proyecta crecer un 60 % hacia 2050.

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    Compromiso e inversiones

    Según Magda Chambriard, presidenta de Petrobras, las inversiones se concentrarán en la expansión de la producción de petróleo, que pasará de 2,8 millones de barriles diarios en 2025 a 3,2 millones en 2029. Además, se impulsarán iniciativas en transición energética, como captura de carbono y energías renovables, con un crecimiento del 42 % en estas áreas, alcanzando 16.300 millones de dólares.

    La proporción destinada a descarbonización aumentará del 11 % al 15 % del total de inversiones entre ambos quinquenios, reflejando el compromiso de la compañía con la sostenibilidad. «Nuestro petróleo, con una huella de carbono inferior al promedio mundial, y el impulso a combustibles más verdes y energías renovables, demuestran que la producción de crudo puede ser compatible con la transición energética», aseguró Chambriard.

    El acuerdo de Petrobras y Ansa

    La petrolera estatal brasileña también firmó acuerdos con su unidad local ANSA y con la empresa de fertilizantes Yara, por los que esta última podría vender la solución acuosa de urea AUS 32 en el país.

    Brasil importa actualmente AUS 32, una solución acuosa de urea al 32%, que se usa para reducir las emisiones de los vehículos diésel. El acuerdo permitirá a ANSA producir AUS 32 en su planta del estado meridional de Paraná, que se espera vuelva a funcionar en mayo tras cinco años de inactividad. También es un paso más hacia el objetivo de Petrobras de entrar en el negocio de los fertilizantes.

    «Esta cooperación científica, tecnológica y operativa, tiene como objetivo lograr una mayor eficiencia en la producción y aumentar la oferta de estos productos en el mercado», dijo Petrobras en un comunicado.

    Yara suministraría la urea para producir AUS 32 y luego vendería el producto final, dijo Petrobras.

    Petrobras firmó otro acuerdo con Yara para desarrollar estudios conjuntos sobre fertilizantes y productos industriales relacionados con ellos. El trato también abarca los esfuerzos de transición energética vinculados a proyectos de descarbonización y la producción de fertilizantes renovables y bajos en carbono.

  • Calcatreu, la mina de oro que será un «boom» en la Línea Sur de Río Negro

    Calcatreu, la mina de oro que será un «boom» en la Línea Sur de Río Negro

    El desarrollo del proyecto minero Calcatreu, liderado por Patagonia Gold en la provincia de Río Negro, dio un paso más para la extracción de oro en la mina de Ingeniero Jacobacci, provincia de Río Negro. Tras aprobado el proyecto, Ingeniero Jacobacci se prepara para una «boom comercial».

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    Según confirmó a +e el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro, la iniciativa está en una etapa clave tras la aprobación formal para comenzar con su construcción y producción de minerales.

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    El proyecto tiene un objetivo claro: un enfoque en la sostenibilidad ambiental, que usa menos agua de los acuíferos, y el de fortalecer las economías locales. En este caso de la Línea Sur, que necesita reactivar grandes proyectos laborales.

    El funcionario provincial destacó que el proyecto opera bajo el marco del Código de Procedimiento Minero y el Código de Minería de la Nación, lo que asegura un desarrollo con altos estándares de responsabilidad ambiental.

    Calcatreu: el plan ambiental y extractivo

    Entre las medidas tomadas, se incluyen un plan de control ambiental integral, estudios para la revegetación y la conservación de especies autóctonas, además de un seguro de caución que garantiza la remediación ambiental en caso de daños.

    “Estamos trabajando fuertemente en la capacitación de mano de obra local para que las oportunidades laborales generadas por el proyecto beneficien directamente a los vecinos”, aseguró el ministro.

    Una de las innovaciones más relevantes es el sistema para el reúso eficiente del agua, aprobado por el Departamento Provincial de Aguas (DPA). El sistema busca minimizar el impacto hídrico, una de las preocupaciones centrales de las comunidades cercanas y organizaciones ambientales.

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    La audiencia pública del proyecto Calcatreu generó una gran convocatoria.

    Aberastain Oro resaltó la colaboración con el Municipio de Ingeniero Jacobacci y cámaras empresariales para impulsar la integración de proveedores locales y fortalecer la economía regional. Esto implica la compra directa a comercios de la localidad, por lo que se espera un “boom” en tono a la minería en el pueblo.

    En este sentido, el gobierno y Patagonia Gold implementaron tecnicaturas y diplomaturas específicas en colaboración con instituciones educativas de la región, buscando generar perfiles técnicos que se adapten a las necesidades del proyecto en todas sus etapas.

    Desde las audiencias públicas realizadas, el proyecto no ha enfrentado cuestionamientos por parte de organizaciones ambientales, según Aberastain Oro. Las críticas y los aportes fueron parte del enfoque de sensibilización y la “comunicación abierta” con las comunidades de la zona.

    “Emitimos la resolución que aprueba la construcción bajo estrictas pautas ambientales y con mecanismos de sanción claros. Este trabajo continuo nos ha permitido establecer confianza con la comunidad y un consenso sobre la importancia del desarrollo minero responsable”, señaló el funcionario.

    Una «minería moderna»: menos agua

    Con el inicio de las obras aprobado y medidas claras de mitigación ambiental y desarrollo social, Calcatreu se perfila como un modelo de “minería moderna” en la región.

    El perfil en la sostenibilidad y el fortalecimiento de las capacidades locales promete no solo una explotación responsable, sino también un impacto positivo para las comunidades cercanas.

    “Emitimos la resolución que aprueba la construcción bajo estrictas pautas ambientales y con mecanismos de sanción claros. Este trabajo continuo nos ha permitido establecer confianza con la comunidad y un consenso sobre la importancia del desarrollo minero responsable” – Joaquín Aberastain Oro “Emitimos la resolución que aprueba la construcción bajo estrictas pautas ambientales y con mecanismos de sanción claros. Este trabajo continuo nos ha permitido establecer confianza con la comunidad y un consenso sobre la importancia del desarrollo minero responsable” – Joaquín Aberastain Oro

    El proyecto modificado tendrá una fuerte reducción del uso del recurso en los acuíferos, en una zona con pocas lluvias: utilizará sólo el 15% de la recarga anual que tiene el acuífero en la zona de Ingeniero Jacobacci.

    Hubo un cambio en la tecnología y el método de extracción de minerales, que bajó a 384.000 mil litros de agua por día (2,32 millones de litros), lo que lo convierte en un proyecto viable desde lo ambiental, según entiende el secretario de Minería de Río Negro, Joaquín Aberastain Oro.

    Para poder ejemplificarlo con otras actividades, el uso del agua representa el riego de 4,5 hectáreas al año y 2,8% del consumo de la industria petrolera la puesta en marcha de este proyecto. Además, el 0,35% del agua de consumo humano de toda la provincia de Río Negro.